Ликвидация последствий аварий или инцидентов.

Организации-грузоотправители (грузополучатели) разрабатывают план дейст-вий в аварийной ситуации с вручением его водителю (сопровождающему) на каждую перевозку, выделяют для практической работы по ликвидации последствий аварий или инцидентов аварийные бригады и организуют для них соответствующую подготовку.

В плане действий в аварийной ситуации по ликвидации последствий аварий или инцидентов устанавливается порядок оповещения, прибытия, действия аварийной бригады и другого обслуживающего персонала, перечень необходимого имущества и инструмента и технология их использования в процессе ликвидации последствий аварий и инцидентов.

В случае необходимости проведения ремонтных работ по устранению неисправностей тары с опасными грузами они осуществляются аварийной бригадой на специально отведенной для этой цели площадке (помещении), расположение которой определяется в плане мероприятий по ликвидации последствий аварий или инцидентов.

В случае дорожно-транспортного происшествия ответственное за перевозку опасного груза лицо руководит действиями водителя и лиц охраны (если они имеются), информирует подразделение ГИБДД МВД России и при необходимости вызывает аварийную бригаду.

Аварийная бригада, прибывшая на место аварии или инцидента, в ходе ликвидации его последствий должна принять все меры предосторожности и индивидуальной защиты, перечисленные в аварийной карточке СИО.

Действия аварийной бригады на месте аварии или инцидента включают:

– обнаружение и удаление поврежденной тары или рассыпанного (разлитого) опасного груза;

– оказание первой медицинской помощи пострадавшим;

– обеспечение в случае необходимости эвакуации водителей и обслуживающего данную перевозку персонала;

– проведение дезактивации, дезинфекции;

– обезвреживание спецодежды и средств индивидуальной защиты;

– оповещение грузоотправителя и грузополучателя о случившихся авариях или инцидентах.

Примечание. Образцы оформления необходимых документов для перевозки опасных грузов на автомобильном транспорте (свидетельство о допуске транспортного средства к перевозке опасных грузов, бланк маршрута перевозки опасного груза, аварийная карточка системы информации об опасности перевозимого груза, информационная карточка с расшифровкой кода экстренных мер при пожаре или взрыве) приводятся в приложении Правил перевозки опасных грузов автомобильным транспортом [32] (Приказ № 77 Минтранса России от
14 октября 1999 г.).

6.6. Трубопроводный транспорт

Нефтепродуктопроводы протяженностью более 50 км и диаметром более 219 мм называются магистральными. Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами – при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами – при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута
[47, 56].

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы и ответвления от них в соответствии со Строительными нормами и правилами (СНиП II–45–75) сооружают диаметром до 1220 мм с избыточным давлением не выше 10 МПа (100 ат). Они предназначаются для транспортировки нефти и нефтепродуктов из районов их добычи, производства или хранения до мест потребления – нефтебаз, пунктов налива и отдельных промышленных предприятий.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса: к I классу относятся трубопроводы диаметром 1000 – 1200 мм; ко II классу – трубопроводы диаметром 500 – 1000 мм; к III классу – трубопроводы диаметром 300 – 500 мм;
к IV классу – трубопроводы диаметром менее 300 мм.

Первый трубопровод протяженностью 12 км, диаметром 3 дюйма (1 дюйм = = 25, 4 мм) был построен в 1872 г. и предназначался для перекачки нефти с Балахнинских промыслов на бакинские нефтеперегонные заводы.

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет около 220 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса в 2000 г. составила более 30 % общего грузооборота [57].

Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы по устройству в принципе одинаковы и состоят из трубопровода и насосных станций, располагаемых вдоль трассы трубопровода. Различаются они только отдельными элементами технологических схем магистрального трубопровода.

Длину трубопровода непосредственно по его трассе измеряют топографической лентой. При предварительных расчетах длину трубопровода можно определять по карте.

Основной задачей транспортировки нефти и нефтепродуктов является их доставка к нефтехранилищам, нефтеперерабатывающим заводам, нефтебазам и заправочным станциям.

Чтобы доставить нефтепродукт из пункта А в пункт Е по трассе с подъёмами и спусками, рассмотрим схему, изображенную на рис. 6.4. Насос, установленный в пункте А, должен иметь напор, необходимый для преодоления высоты Н_Г, потерь энергии на трение по длине трубопровода h и обеспечения требуемого свободного напора на выходе.

Гидравлический уклон i есть тангенс угла (). Величина L представляет собой проекцию профиля трассы на координатную ось. Величина h представляет собой потери энергии на трение по длине трубопровода на участке переменного профиля АЕ. Например, если гидравлический уклон равен 0, 002, то на длине горизонтального трубопровода 1000 м теряется 2 м столба (напора) перекачиваемой жидкости.

Вертикальный отрезок AC = H_П = H_Г + h изображает полный напор (Н_П), идущий на преодоление высоты подъема (H_Г) и всех сопротивлений на указанном участке трубопровода (h). По величине H_П выбирают марку насоса. При выборе марки насоса важным являются его развиваемый напор, расход и коэффициент полезного действия.

Между давлением P и напором H существует связь , где
– плотность, кг/м³, g – ускорение свободного падения 9, 81 м/c².

Рис. 6.4. Профиль трассы с линией гидравлического уклона

Линия СDЕ называется линией гидравлического уклона. В точке D линии CE вертикальный отрезок DF (между линией профиля трассы и линией гидравлического уклона) равен пьезометрическому напору h_D. Отрезок BC = h¹, находящийся между линией гидравлического уклона и горизонталью BD, представляет собой потери напора от трения на пути от начальной точки до точки профиля F.

Линию гидравлического уклона можно представить как ось воображаемого трубопровода, в верхний конец которого жидкость подается насосами, а оттуда движется самотеком под влиянием собственной тяжести.

По своему назначению нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) можно разделить на следующие группы [57]:

промысловые –соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

технологические –предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия различных веществ – сырья, полуфабрикатов, конечных продуктов;

магистральные –предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе конденсатов) из района их добычи, производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий, нефтеперерабатывающих заводов).

Основным сооружением магистрального нефтепровода является головная перекачивающая станция, которую размещают на начальном участке трубопровода (в районе нефтепромыслов). Она служит для приема нефти с последующей подачей ее в трубопровод.

Промежуточные перекачивающие станции обеспечивают дальнейшее передвижение нефти по трубопроводу, имеют аварийно-ремонтные пункты и устройства линейной и станционной связи.

В состав перекачивающих станций входят: резервуарный парк, устройства для пуска скребков или разделителей, установки для фильтров, а также отдельные емкости для сброса утечек и приема жидкости из предохранительных систем защиты.

Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти и нефтепродуктов диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные [57]: постанционную, с подключением резервуара, из насоса в насос (рис. 6.5).

Постанционная перекачка характеризуется тем, что нефть поступает в резервуар промежуточной перекачивающей станции до его заполнения, а затем из него откачивают нефть для подачи на следующую станцию (рис. 6.5, а).

Для обеспечения непрерывности работы трубопровода на станциях предусматривается не менее двух резервуаров, причем в один резервуар производится закачка, а из другого одновременно осуществляется откачка для подачи в трубопровод. По этой схеме требуется большее число резервуаров, что связано с усложнением условий эксплуатации и дополнительными затратами. Постанционная перекачка применяется только в отдельных случаях: при наладке нефтепровода, выявлении пропускной способности отдельных его перегонов.

Рис. 6.5. Схемы трубопроводного транспорта: 1 – резервуар; 2 – насосная станция;
3 – системы перекачек: а – постанционная; б – через резервуар;

в – с подключённым резервуаром; г – из насоса в насос

На практике чаще применяют транзитную перекачку (рис. 6.5, б – г).
При такой перекачке поступающий в резервуар продукт немедленно всасывается насосами и перекачивается на следующую станцию. Резервуар одновременно включен и на прием продукта предыдущей станции, и на всасывание насосов для дальнейшей его перекачки.

В зависимости от способа включения самого резервуара различают следующие системы транзитной перекачки: через резервуар, с подключенным резервуаром, из насоса в насос.

Рассмотрим каждую из этих систем в отдельности. При последовательном включении резервуара жидкость, поступающая с предыдущей станции, прежде чем попасть на прием насосов, проходит через резервуар (рис. 6.5, б). Такой вид транспортировки нефтепродуктов называют перекачкой через резервуар.

Усиленное движение нефтепродукта способствует интенсивному испарению. Перекачка «через резервуар» применяется в случаях необходимости освобождения перекачиваемой жидкости от воздуха и газа до поступления ее в насос или для отстоя перекачиваемого продукта от воды по ходу перекачки. Не рекомендуется для перекачки нефти и светлых нефтепродуктов.

В процессе перекачки (с подключенным резервуаром) жидкость поступает в насосы непосредственно из трубопровода, минуя резервуар, включенный в магистраль параллельно (рис. 6.5, в). Из трубопровода в резервуар или наоборот жидкость поступает лишь в периоды нарушения согласованности в работе перекачивающих станций. Потери от испарения из резервуаров значительно снижаются, так как в резервуары попадает часть перекачиваемого продукта. Основное количество нефтепродукта проходит из начального пункта нефтепровода в конечный, не заходя в резервуары промежуточных станций.

Перекачка «из насоса в насос» является наиболее совершенной в отношении предотвращения потерь продукта от испарения (рис. 6.5, г). Недостатком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в данном режиме. Любое изменение на отдельном участке вызывает изменения на всех остальных. Аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех последовательных участков.

Основные элементы магистрального трубопровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Трубы защищают от коррозии специальными покрытиями и, как правило, заглубляют в грунт обычно на глубину 0, 8 м.

С интервалом 10 – 30 км, в зависимости от рельефа трассы, на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. Магистральные нефтепроводы имеют производительность от 1 до 78 млн. т в год.

Для магистральных трубопроводов применяются цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300 – 1220 мм. Толщина стенок определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа.

В таблице 6.3 приведены характеристики магистральных труб Челябинского трубного завода (ТУ-14-3Р-03-94, ТУ-14-3-1698-90) для рабочих давлений
5, 4 – 7, 4 МПа [53].

Таблица 6.3